页岩含气量测井评价方法研究

针对现有页岩含气量计算模型关键参数计算困难、误差较大,部分参数需要通过大量的实验来获取,成本较高等问题,以长宁地区下志留系龙马溪组为例,以兰格缪尔等温吸附为理论依据,利用等温吸附实验数据和大量测井数据,通过优选拟合回归的方法计算页岩含气量关键参数,由此建立了基于常规测井资料的页岩含气量计算新模型。结果表明：兰格缪尔等温吸附方程关键参数V_P、V_L可利用TOC进行计算;SGR、DEN测井曲线计算的TOC比传统ΔlogR法计算结果相对误差降低14.00%;阿尔齐法和西门度法受异常电阻率低值影响,计算的含气饱和度偏低,SGR-DEN法计算的含气饱和度更加准确。新模型只需通过常规测井曲线即可计算页岩含气量,为页岩气水平井地质导向钻井和储层评价提供了可靠依据。     

德惠断陷沙一段凝灰岩储层特征及测井识别

为明确德惠断陷沙一段凝灰岩储层特征,以薄片、x衍射分析、物性等资料为基础,开展了凝灰岩储层微观特征研究。结合测井曲线,利用GR-DEN、AC-DEN和R_t-AC曲线交会图版将凝灰岩储层从围岩中区分开来。研究结果表明：沙一段储集空间的岩石类型为晶屑凝灰岩、玻屑晶屑凝灰岩和凝灰质砂岩。凝灰岩中的主要矿物为石英和长石,储集空间类型为以长石溶蚀孔为主的次生孔隙。凝灰岩储层具有中低孔、超低渗微细喉道的特征,微小的孔喉和以伊蒙混层为主的强水敏黏土矿物导致渗透率极低。由测井曲线交会图版可知,凝灰岩储层具有低的DEN,相对高的GR与AC和较低的R_t的特征。该研究对研究区凝灰岩油气藏的勘探具有指导意义。     

非均质指数法识别低效循环油水井

针对水驱开发油田经长时间冲刷与浸泡后,油井含水率高、开发效果变差的问题,以低效循环油水井日产油量、含水率、流压等参数为基础,利用改进后的非均质指数法（MHI）,计算实际油水井的日产油量、含水率、流压等的MHI值,逐步识别低效循环油水井。大庆油田杏十区应用实例表明,该方法简便快速,准确率可达90%以上。该方法对大庆油田及其他同类水驱油田治理低效循环、改善开发效果具有一定指导意义。     

川东南DS地区龙马溪组页岩气形成及富集控制因素

为研究川东南DS地区页岩气富集情况,综合分析DS地区页岩气生气条件、储集空间以及保存条件,对该地区页岩气富集条件进行研究。结果表明：研究区页岩有机质类型以Ⅰ型干酪根为主,厚度大,TOC为2.00%～6.67%,R_o为2.20%～3.36%,处于过成熟产干气阶段;页岩有机质含量高,有机质孔及微裂缝发育,提供页岩气储集空间及横向渗流通道;DY2、DY4井埋藏深度适中,压力系数大于1.2,单井日产量分别为10.5×10⁴m³/d和20.0×10⁴m³/d,属高产页岩气井。通过对烃源、储集空间及保存条件的综合分析,认为有机质及孔隙发育、埋藏适中、压力系数大、保存条件良好的区域是页岩气有力勘探区。该研究可为今后相似地区的页岩气勘探提供借鉴。     

贵州龙潭组海陆交互相页岩气评价

为评价海陆交互相页岩气选区评价关键参数,通过热模拟实验及岩石热解实验,以贵州YV-1井2个不同深度的龙潭组海陆交互相页岩样品为研究对象探讨了中国海陆交互相页岩从未成熟阶段到过成熟阶段的产烃过程,R_o与烃类产出量及热解烃量之间的变化规律,以及热解烃量与总烃量的关系。实验结果表明：随着R_o的升高,液态烃产量先增加后减少,气态烃产量及总烃量增加,热解烃量减少。热解烃量越大,生烃潜力越大。研究表明,中国海陆交互相页岩生烃演化过程可分为：液态烃低成熟阶段气液共生高成熟阶段、气态烃过成熟阶段3个阶段、初步确定中国海陆交互相页岩气有利区R_o下限约为1.7%,目标区R_o下限约为2.1%。该研究对中国海陆交互相页岩气的进一步评价具有重要指导意义。     

准噶尔盆地二叠系页岩气储层特征及潜力区优选

为探讨准噶尔盆地二叠系泥页岩分布、页岩气储层特征及潜力区优选,通过常规油气井岩性识别、样品实验数据和文献资料,分析了研究区页岩储层的分布面积、埋深、累计厚度、脆性矿物含量、孔隙度、渗透率、TOC、R_o、生气强度等参数。结合页岩气储层评价的最新观点,以国内外页岩气商业开发成功案例区的相关数据为对比依据,识别出盆地西北部玛湖凹陷至盆1井西凹陷一带和东南部的阜康凹陷-北三台斜坡一带为2个优势区块。根据研究区页岩气实际储层特征,综合考虑“木桶短板效应、补偿效应、风险最小化、利益最大化”有利区选择原则,最终将玛湖凹陷至盆1井西凹陷评价为首选有利区,阜康凹陷-北三台斜坡一带评价为次有利区。该研究对准噶尔盆地二叠系页岩气的后续勘探开发有一定指导意义。     

吐哈盆地塔尔朗组沉积特征及烃源岩潜力分析

针对吐哈盆地二叠系盆地性质不清,沉积环境、烃源岩潜力不明的问题,综合利用钻井、野外露头等资料,运用岩性组合特征、测井曲线、岩石元素、油气地球化学等方法,对研究区二叠系盆地性质、沉积特征及烃源岩潜力进行分析。研究结果表明,吐哈盆地二叠系为裂谷盆地,划分为裂谷初始期（P₁y-P₂d）、裂谷鼎盛期（P₂t）、裂谷萎缩期（P₃w）3个阶段,塔尔朗组处于裂谷鼎盛期,是烃源岩的主要发育层系,具有广盆一体化沉积、现今残留分布的特点。沉积类型以滨浅湖、半深湖-深湖亚相为主,该套烃源岩具有厚度大、成熟度好、分布广的特点,具有较大的勘探潜力。该研究对区带优选及勘探部署具有一定的指导意义。     

鄂西鹤峰区块大隆组含页岩气地层潜力评价

针对鄂西地区二叠系含有机质页岩地层研究较少的实际,对该区二叠系大隆组地层特征进行研究。首先对大隆组分布面积、厚度展布及地层特征进行了详细描述,并采集露头样品进行了地球化学、储层物性及含气量测试分析,最后对大隆组页岩气资源潜力进行了评价。研究表明：大隆组分布面积较小,厚度稳定,以黑色炭质及炭硅质岩为主,主要沉积于水体较深的浅海外陆棚相沉积环境;大隆组TOC平均值为6.03%,R_o平均值为2.29%,达到过成熟阶段,有机质类型为腐泥腐殖型和腐殖型;大隆组主要矿物为石英和黏土矿物,脆性矿物含量高;岩石孔隙度为1.45%～4.26%,属于低孔-特低孔储层;渗透率为0.00017×10^-3～0.00385×10^-3μm²,属于特低渗储层。样品等温吸附测试含气量平均值为3.76m³/t,页岩气潜在资源量为1654.8´10⁸m³。大隆组含页岩气地层研究可为鄂西二叠系页岩气的后续勘探开发提供依据。     

川东地区中二叠统茅口组天然气成因及气源

为进一步明确川东地区茅口组天然气成因及来源,综合利用茅口组天然气组分和同位素分析等手段对茅口组天然气地球化学特征进行了研究。结果表明：川东地区茅口组天然气以甲烷为主,非烃组分较少,干燥系数普遍高于0.99,属于典型的干气;茅口组天然气的δ¹³C₁和δ¹³C₂值分别为-34.20‰～-28.27‰和-35.80‰～-28.10‰,碳同位素值普遍具有部分倒转的特征,即甲烷碳同位素值大于乙烷碳同位素值,而乙烷碳同位素值小于丙烷碳同位素值;茅口组天然气的δ¹³C₂值大多大于-28.00‰,属于油型气的范畴,且主要为原油裂解气;茅口组天然气主要来自中二叠统自身烃源岩,局部混有下伏志留系龙马溪组烃源岩,据此建立了茅口组“下生上储、双源供烃”的成藏模式,预测卧67井-TL6井-池4井一带为茅口组白云岩有利勘探区带。研究成果对该区茅口组天然气来源的认识深化及勘探领域的拓展具有重要意义。     

预测页岩气单井产量及最终储量的经验法分析

为了简单、快速且准确有效地预测页岩气单井产气量及估算最终储量（EUR）,详细分析了目前最常用的2种适用于页岩气藏单井产量及EUR预测经验方法的优缺点,以此为基础,提出了一种基于裂缝流主导的产量递减预测新方法,并结合四川盆地一口页岩气井详细地给出了该方法的应用步骤。实例应用表明,与YM-SEPD法和Duong法的预测结果相比,新方法预测的未来日产气量和EUR最为准确,预测EUR相对误差仅为3.98%。该方法为准确、快速预测页岩气单井的未来日产气量及EUR提供了借鉴,为裂缝线性流主导的致密气井产能预测提供了指导意义。     

玛18井区低渗透异常高压油藏开发参数研究

艾湖油田玛18井区属于典型的低渗异常高压油藏,针对其开发早期阶段开发方式、井网井距及生产动态参数认识不足等问题,以艾湖油田玛18井区的地质特征为基础,结合油藏工程和数值模拟方法,开展关键开发技术政策参数优化研究。优化结果表明：玛18井区天然能量充足,前期利用地层能量进行开发,地层压力降低至50MPa时采用水驱开发方式;注采井网采用菱形反九点井网,优化合理井距为300m;T₁b₁作为主力开发层,注水开发12a后T₁b₂作为接替层系进行开发;设计产能为9.5t/d、最优的注采比为1.2时,20a后最终采出程度为24.52%。研究结果为研究区开发方案的编制和同类油藏的有效开发提供了技术支持。     

MoCo/新型多孔Al2O3催化柴油超深度加氢脱硫性能

以新型多孔隙的氧化铝为载体,制备了Mo-Co型柴油超深度加氢脱硫催化剂,考察了其加氢脱硫(HDS)活性,并采用XRD、N₂吸附-脱附、XPS、TEM、CO-FTIR等表征手段对氧化铝粉、载体及催化剂进行分析表征。结果表明,与工业催化剂相比,新催化剂中载体与活性金属间相互作用力较弱,该硫化态催化剂中的Co-Mo-S活性相比例和活性金属Mo的硫化度较高,MoS₂片晶平均长度较短。相应的,该催化剂具有更好的HDS活性,其相对脱硫活性是工业催化剂的1.4倍,且在1500 h内精制油中硫质量分数始终小于10μg/g,表明该催化剂具有优异的活性稳定性,显示出良好的工业应用前景。     

缝洞型油藏不同注入气最小混相压力计算方法

近年来,塔河油田缝洞型油藏注氮气驱替增油效果显著,但气体驱替发生混相的机理尚不明确,且无针对缝洞型油藏不同油品性质、不同注入气体的最小混相压力计算公式。为解决上述问题,基于长细管原理,设计了缝洞型油藏最小混相压力实验,并测试了4种油样在N₂、N₂+ CO₂复合气（N₂与CO₂含量的比分别为80∶20、50∶50、30∶70）及CO₂等5种注入气中的最小混相压力。基于Alston关联式,引入CO₂占注入复合气比例R,通过多元回归方法,建立了适合塔河油田不同油品性质、不同注入气体条件下的最小混相压力计算方法。实例应用表明,W-1井油藏压力为62MPa,注气方案采用N₂与CO₂含量比为40:60,现场实施后,取得较好效果,换油率达到0.5t/m³。该方法为注入气的筛选提供了重要的依据。